日前發(fā)布的中東和非洲的光伏+儲能市場機會評估報告指出，光伏發(fā)電的成本比聯(lián)合循環(huán)燃氣發(fā)電設(shè)施(CCGT)的成本要低得多。
WoodMackenziePower&Renewables公司高級儲能分析師RoryMcCarthy表示，在部署電池儲能系統(tǒng)之后，光伏+儲能項目的成本增加了126%，但仍然可以與高效天然氣發(fā)電廠進行競爭。
該公司的最新調(diào)查數(shù)據(jù)顯示，在中東和非洲五個國家：埃及、約旦、摩洛哥、南非、阿拉伯聯(lián)合酋長國，光伏+儲能的平均能源成本(LCOE)介于每兆瓦時60美元至100美元之間。
這使得摩洛哥的光伏+電池項目的電力價格與聯(lián)合循環(huán)燃氣發(fā)電設(shè)施(CCGT)相同，其燃料成本為每百萬英熱單位6.90美元至9美元。而在約旦，其燃料成本為每百萬英熱單位5.60美元至6.80美元。相比之下，埃及電力部門的天然氣價格目前為每百萬英熱單位3美元。
報告指出，“對于像摩洛哥和約旦這樣的天然氣貧乏的國家，光伏+儲能項目將受到減少對昂貴的天然氣進口依賴需求的推動。”
到2023年，WoodMackenzie公司預(yù)測儲能的成本溢價將降至85%，光伏平均能源成本(LCOE)也將下降。
在這個調(diào)查報告中，南非是光伏發(fā)電成本最高的市場，WoodMackenzie預(yù)計其光伏平均能源成本(LCOE)從現(xiàn)在的每兆瓦時41.70美元下降到2023年的32.90美元。而阿聯(lián)酋的光伏發(fā)電成本最低，預(yù)計其光伏的電力價格從每兆瓦時25.70美元降至20美元。
這些成本降低意味著，到2023年，光伏+儲能項目的平均能源成本(LCOE)將降至每兆瓦時40至60美元。在調(diào)查中，除了埃及之外的其他國家光伏+儲能項目的價格都低于聯(lián)合循環(huán)燃氣發(fā)電設(shè)施(CCGT)。由于埃及天然氣成本較低，該國的光伏+儲能仍將無法與聯(lián)合循環(huán)燃氣發(fā)電設(shè)施(CCGT)競爭，預(yù)計從現(xiàn)在到2023年之間，埃及將成為天然氣凈出口國。
雖然在調(diào)查中，這4個國家的光伏+儲能項目具有成本競爭力，但分析師表示，由于儲能的持續(xù)時間限制，其需求不太可能出現(xiàn)大幅上漲的情況。WoodMackenzie公司的調(diào)查報告采用了光伏發(fā)電設(shè)施以及4小時鋰離子電池儲能系統(tǒng)的模型。
作為對比，調(diào)查報告還研究了摩洛哥、南非和阿聯(lián)酋的聚焦式光伏熱發(fā)電系統(tǒng)(CSP)的競爭力。
該報告指出，“聚焦式光伏熱發(fā)電系統(tǒng)(CSP)通常設(shè)計用于長時間的放電應(yīng)用，最長可存儲15小時。如果招標(biāo)設(shè)計用于長期儲能，可能會發(fā)現(xiàn)鋰離子儲能項目很難在這個級別進行競爭。然而，如果基于技術(shù)中立的方法對投標(biāo)進行建模，那么在預(yù)期的4小時儲能系統(tǒng)成本降低后，光伏+儲能項目可以在平均能源成本(LCOE)基礎(chǔ)上進行競爭并取勝。”
分析師McCarthy指出，由于天然氣發(fā)電廠是為基本負荷運行而設(shè)計的，因此分析團隊并不打算將光伏+儲能與聯(lián)合循環(huán)燃氣發(fā)電設(shè)施(CCGT)進行一一對比。相反，該研究的目的是分析光伏+儲能項目在中東和非洲競爭力方面取得的進展。
他指出，“聯(lián)合循環(huán)燃氣發(fā)電設(shè)施(CCGT)可以說是目前最高效的化石燃料發(fā)電廠。”
不過，該報告指出，光伏+儲能項目雖然是一個昂貴的組合，但其電力價格將比最具成本效益的化石燃料發(fā)電廠還要低。這種情況在五年前不可想象，而在2019年將成為現(xiàn)實。不過，中東地區(qū)和非洲的政策制定者是否會注意到這一點仍有待觀察。
WoodMackenzie公司表示，雖然光伏發(fā)電的需求正在蓬勃發(fā)展，今年的產(chǎn)能預(yù)計將增加近一倍，但到目前為止，中東和非洲只部署了裝機容量為147MW的電網(wǎng)側(cè)儲能系統(tǒng)，其中共址部署的光伏發(fā)電設(shè)施和電池儲能系統(tǒng)的裝機容量大約為38MW。
報告指出，“由于許多市場基本面尚未推出，光伏+電儲能項目在該地區(qū)的增長模式不太可能與獨立部署的光伏發(fā)電設(shè)施相同。但在面臨高滲透可再生能源帶來的電網(wǎng)平衡問題或正在逐步取消天然氣補貼的市場中，光伏發(fā)電項目可能會越來越多地將電池儲能系統(tǒng)與電網(wǎng)服務(wù)相結(jié)合。”
調(diào)研機構(gòu)WoodMackenziePower&Renewables的最新研究表明，摩洛哥和約旦部署的光伏+儲能項目在電力價格方面已經(jīng)與目前十分高效的天然氣發(fā)電廠進行競爭。
日前發(fā)布的中東和非洲的光伏+儲能市場機會評估報告指出，光伏發(fā)電的成本比聯(lián)合循環(huán)燃氣發(fā)電設(shè)施(CCGT)的成本要低得多。
WoodMackenziePower&Renewables公司高級儲能分析師RoryMcCarthy表示，在部署電池儲能系統(tǒng)之后，光伏+儲能項目的成本增加了126%，但仍然可以與高效天然氣發(fā)電廠進行競爭。
該公司的最新調(diào)查數(shù)據(jù)顯示，在中東和非洲五個國家：埃及、約旦、摩洛哥、南非、阿拉伯聯(lián)合酋長國，光伏+儲能的平均能源成本(LCOE)介于每兆瓦時60美元至100美元之間。
這使得摩洛哥的光伏+電池項目的電力價格與聯(lián)合循環(huán)燃氣發(fā)電設(shè)施(CCGT)相同，其燃料成本為每百萬英熱單位6.90美元至9美元。而在約旦，其燃料成本為每百萬英熱單位5.60美元至6.80美元。相比之下，埃及電力部門的天然氣價格目前為每百萬英熱單位3美元。
報告指出，“對于像摩洛哥和約旦這樣的天然氣貧乏的國家，光伏+儲能項目將受到減少對昂貴的天然氣進口依賴需求的推動。”
到2023年，WoodMackenzie公司預(yù)測儲能的成本溢價將降至85%，光伏平均能源成本(LCOE)也將下降。
在這個調(diào)查報告中，南非是光伏發(fā)電成本最高的市場，WoodMackenzie預(yù)計其光伏平均能源成本(LCOE)從現(xiàn)在的每兆瓦時41.70美元下降到2023年的32.90美元。而阿聯(lián)酋的光伏發(fā)電成本最低，預(yù)計其光伏的電力價格從每兆瓦時25.70美元降至20美元。
這些成本降低意味著，到2023年，光伏+儲能項目的平均能源成本(LCOE)將降至每兆瓦時40至60美元。在調(diào)查中，除了埃及之外的其他國家光伏+儲能項目的價格都低于聯(lián)合循環(huán)燃氣發(fā)電設(shè)施(CCGT)。由于埃及天然氣成本較低，該國的光伏+儲能仍將無法與聯(lián)合循環(huán)燃氣發(fā)電設(shè)施(CCGT)競爭，預(yù)計從現(xiàn)在到2023年之間，埃及將成為天然氣凈出口國。
雖然在調(diào)查中，這4個國家的光伏+儲能項目具有成本競爭力，但分析師表示，由于儲能的持續(xù)時間限制，其需求不太可能出現(xiàn)大幅上漲的情況。WoodMackenzie公司的調(diào)查報告采用了光伏發(fā)電設(shè)施以及4小時鋰離子電池儲能系統(tǒng)的模型。
作為對比，調(diào)查報告還研究了摩洛哥、南非和阿聯(lián)酋的聚焦式光伏熱發(fā)電系統(tǒng)(CSP)的競爭力。
該報告指出，“聚焦式光伏熱發(fā)電系統(tǒng)(CSP)通常設(shè)計用于長時間的放電應(yīng)用，最長可存儲15小時。如果招標(biāo)設(shè)計用于長期儲能，可能會發(fā)現(xiàn)鋰離子儲能項目很難在這個級別進行競爭。然而，如果基于技術(shù)中立的方法對投標(biāo)進行建模，那么在預(yù)期的4小時儲能系統(tǒng)成本降低后，光伏+儲能項目可以在平均能源成本(LCOE)基礎(chǔ)上進行競爭并取勝。”
分析師McCarthy指出，由于天然氣發(fā)電廠是為基本負荷運行而設(shè)計的，因此分析團隊并不打算將光伏+儲能與聯(lián)合循環(huán)燃氣發(fā)電設(shè)施(CCGT)進行一一對比。相反，該研究的目的是分析光伏+儲能項目在中東和非洲競爭力方面取得的進展。
他指出，“聯(lián)合循環(huán)燃氣發(fā)電設(shè)施(CCGT)可以說是目前最高效的化石燃料發(fā)電廠。”
不過，該報告指出，光伏+儲能項目雖然是一個昂貴的組合，但其電力價格將比最具成本效益的化石燃料發(fā)電廠還要低。這種情況在五年前不可想象，而在2019年將成為現(xiàn)實。不過，中東地區(qū)和非洲的政策制定者是否會注意到這一點仍有待觀察。
WoodMackenzie公司表示，雖然光伏發(fā)電的需求正在蓬勃發(fā)展，今年的產(chǎn)能預(yù)計將增加近一倍，但到目前為止，中東和非洲只部署了裝機容量為147MW的電網(wǎng)側(cè)儲能系統(tǒng)，其中共址部署的光伏發(fā)電設(shè)施和電池儲能系統(tǒng)的裝機容量大約為38MW。
報告指出，“由于許多市場基本面尚未推出，光伏+電儲能項目在該地區(qū)的增長模式不太可能與獨立部署的光伏發(fā)電設(shè)施相同。但在面臨高滲透可再生能源帶來的電網(wǎng)平衡問題或正在逐步取消天然氣補貼的市場中，光伏發(fā)電項目可能會越來越多地將電池儲能系統(tǒng)與電網(wǎng)服務(wù)相結(jié)合。”
